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[摘 要]针对污水水质不达标对注水生产系统的影响，提出了完善注水系统精细管理制度、实施水质全程检测制度、完善制定注水罐定期清理制度、开展注水管网优化治理、强化注水井洗井和通井工作力度等5项对策措施，并对实施效果作了评价分析。
[关键词]油田污水；注水系统；对策措施
中图分类号：TE355 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）25-0241-01
0引言
随着油田开发进程的加快，油田废水日益增多，严重地污染了生态环境。油田污水水质复杂，含有石油 破乳剂、盐、酚、硫等污染环境物质[1]。而注水水质对注水生产系统的影响是全过程的，自注水站到注水井，至注入到油层中的污水均受到污水水质的影响，所以注水不质的优劣直接关系到油田注水开发质量效果的好坏。因此，开展加强污水水质达标治理，减少污水水质因不达标对注水生产系统的负面影响，已成为油田企业重要的研究课题。
1污水水质不达标对油田注水系统的影响分析
随着油田三次采油技术应用规模扩大，油井采出液中残留聚合物的含量逐步升高，污水处理难度加大[2]。以孤东采油厂为例，目前油井采出液中残留聚合物的平均含量为95mg/l，其中东一联和东二联油井残留聚合物的含量均超过100 mg/l。具体数据见表1。
由于注水水质不达标，对注水生产系统产生以下几方面的问题：
（1）污水不达标导致注水站设备故障问题增多。聚合物的存在导致污水中含油量和悬浮物含量的增加，主要體现在以下两个方面：一是造成注水罐沉积物数量增加。二是经调查发现，11台次注水泵故障原因是因污水中聚合物和浮油导致的，占注水泵故障总次数60%。
（2）悬浮物淤积造成供水压力损耗增加，注水管网压损增大。一是注水干线压损加大明显。油田在用注水干线27条，平均干线管损1.0MPa。其中干线管损大于1.0MPa的有9条。二是配水间支干线压损增大。目前在用配水间支干线127条，平均支干线管损1.0MPa。其中支干线管损大于2.0MPa的8条。三是注水井单井管线压损明显加大。统计注水井476口，平均管损达0.8 MPa。
（3）注水井管柱和油层堵塞加重，注水井井口油压升高，吸水能力变差。一是注水井井口油压升高，油层堵塞、管柱堵塞加重，吸水能力变差。目前平均视吸水指数14.2 m3/ MPa，与2010年相比，下降2.72 m3/ MPa。二是部分注水井油套压差大，管柱堵塞加重，注水压损增加。统计500口光油管注水井，油套压差大于1.0 MPa的有181口中，占总数的36.2%。
（4）注水水井管柱堵塞严重，注水井测试过程中遇阻井增多，部分注水井通井无效。据统计，注水井测试413井次，其中遇阻通井无效作业井35口。
2对策措施
针对污水水质不达标对注水生产系统的影响，主要提出了以下几个方面的对策措施：
（1）完善注水系统精细管理制度。针对注水管网的管理完善补充相关制度，明确了各部门的管理职责和考核标准，细化标准，落实责任，加大注水管网资料录取分析；细化注水井测试、洗井的管理制度，明确工作程序，改善注水井的生产状况。
（2）实施水质全程检测制度。在六座注水站各确定一条自注水站——配水间——注水井的全程水质检测线，明确各检测点、检测频次、工作流程和工作职责，每月通报各检测点水质状况，有针对性地实施对策治理措施。
（3）完善制定注水罐定期清理制度。针对注水罐水质对注水设备和管网的较大影响，及时根据注水罐沉积物的厚度和悬浮物含量的变化趋势，定期组织注水罐的清理工作。
（4）开展注水管网优化治理。根据管线状况和压力损失程度，制定注水干线更换方案，改善注水干线的状况，优化区域管网布局。组织注水干支线除垢，提高配水间的供水压力，降低压损。实施优化78#配水间注水流程的走向和配水间支干线的节能改造，降低压损，增加注水量，实现系统节能。
（5）强化注水井洗井和通井工作力度。根据注水井的实际情况，将注水井划分为欠注井、定期洗井、测试洗井和临时洗井共4类，制定相应的操作标准和管理考核制度。加强对注水井的通井工作管理，重点是强化对油套压差大于1.5MPa的注水井及时跟踪注水情况。
3实施效果
（1）更换东三注西一线后，配水间平均来水压力升高2.0MPa，减少欠注井9口，日均增加注水量650 m3。东四注东三线和西二线实施清洗除垢后，平均提高供水压力1.6MPa，日均增加注水量500 m3/d。
（2）85#和102#配水间支干线实施清洗除垢后，平均提高供水压力2.0MPa，日增注水量300 m3/d。102#配水间清洗后平均配水间来水压力升高3.6MPa，日增注水量240 m3/d。
（3）78#78#配水间实施优化节能技术改造后，配水间来水压力升高了2.8MPa，注水量由于27 m3/d升至150m3/d。
（4）累计组织实施注水井单井管线冲洗1255口，见效735口，冲洗后平均压损降低0.52MPa，降低了注水管线的堵塞，提高了注水效率。累计实施注水井洗井1963井次，见效井1285口，累增注水量4829004 m3。同时累计利用罐车洗井1312井次，用于欠注井洗井。
（5）累计组织实施注水井通井126井次，成功116口，其中见效76口，通井后注水井注入压力平均降低0.76MPa，日均增加注水量1570m3/d。
（6）完善了水质检测分析制度，实现了从注水站到注水井的全过程注水水质跟踪检测。
4结束语
针对污水水质不达标对注水生产系统的影响，通过完善注水系统精细管理制度、强化注水生产系统运行、实施水质全程检测、完善制定注水罐定期清理制度、开展注水管网优化治理降低注水管网损耗、强化注水井洗井和通井工作力度等对策措施，降低了污水水质对设备、管网、注水井管柱和油层堵塞的影响，提升了注水效率，改善了注水质量。
参考文献
[1]毕毅，高磊，隋东. 油田水质管理信息系统的开发与应用[J].石油工业技术监督2007，23（12）：29-31；
[2]朱益飞， 董玉忠，杨 梅. 孤东采油厂污水处理现状及对策分析[J]. 石油石化节能2013，3（11）55-58。
作者简介：刘春青（1974--），女，山东滨州人，助理工程师，学士，2010年毕业于西安理工专修学院石油工程专业，现从事油田技术质量监督工作。
[关键词]油田污水；注水系统；对策措施
中图分类号：TE355 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）25-0241-01
0引言
随着油田开发进程的加快，油田废水日益增多，严重地污染了生态环境。油田污水水质复杂，含有石油 破乳剂、盐、酚、硫等污染环境物质[1]。而注水水质对注水生产系统的影响是全过程的，自注水站到注水井，至注入到油层中的污水均受到污水水质的影响，所以注水不质的优劣直接关系到油田注水开发质量效果的好坏。因此，开展加强污水水质达标治理，减少污水水质因不达标对注水生产系统的负面影响，已成为油田企业重要的研究课题。
1污水水质不达标对油田注水系统的影响分析
随着油田三次采油技术应用规模扩大，油井采出液中残留聚合物的含量逐步升高，污水处理难度加大[2]。以孤东采油厂为例，目前油井采出液中残留聚合物的平均含量为95mg/l，其中东一联和东二联油井残留聚合物的含量均超过100 mg/l。具体数据见表1。
由于注水水质不达标，对注水生产系统产生以下几方面的问题：
（1）污水不达标导致注水站设备故障问题增多。聚合物的存在导致污水中含油量和悬浮物含量的增加，主要體现在以下两个方面：一是造成注水罐沉积物数量增加。二是经调查发现，11台次注水泵故障原因是因污水中聚合物和浮油导致的，占注水泵故障总次数60%。
（2）悬浮物淤积造成供水压力损耗增加，注水管网压损增大。一是注水干线压损加大明显。油田在用注水干线27条，平均干线管损1.0MPa。其中干线管损大于1.0MPa的有9条。二是配水间支干线压损增大。目前在用配水间支干线127条，平均支干线管损1.0MPa。其中支干线管损大于2.0MPa的8条。三是注水井单井管线压损明显加大。统计注水井476口，平均管损达0.8 MPa。
（3）注水井管柱和油层堵塞加重，注水井井口油压升高，吸水能力变差。一是注水井井口油压升高，油层堵塞、管柱堵塞加重，吸水能力变差。目前平均视吸水指数14.2 m3/ MPa，与2010年相比，下降2.72 m3/ MPa。二是部分注水井油套压差大，管柱堵塞加重，注水压损增加。统计500口光油管注水井，油套压差大于1.0 MPa的有181口中，占总数的36.2%。
（4）注水水井管柱堵塞严重，注水井测试过程中遇阻井增多，部分注水井通井无效。据统计，注水井测试413井次，其中遇阻通井无效作业井35口。
2对策措施
针对污水水质不达标对注水生产系统的影响，主要提出了以下几个方面的对策措施：
（1）完善注水系统精细管理制度。针对注水管网的管理完善补充相关制度，明确了各部门的管理职责和考核标准，细化标准，落实责任，加大注水管网资料录取分析；细化注水井测试、洗井的管理制度，明确工作程序，改善注水井的生产状况。
（2）实施水质全程检测制度。在六座注水站各确定一条自注水站——配水间——注水井的全程水质检测线，明确各检测点、检测频次、工作流程和工作职责，每月通报各检测点水质状况，有针对性地实施对策治理措施。
（3）完善制定注水罐定期清理制度。针对注水罐水质对注水设备和管网的较大影响，及时根据注水罐沉积物的厚度和悬浮物含量的变化趋势，定期组织注水罐的清理工作。
（4）开展注水管网优化治理。根据管线状况和压力损失程度，制定注水干线更换方案，改善注水干线的状况，优化区域管网布局。组织注水干支线除垢，提高配水间的供水压力，降低压损。实施优化78#配水间注水流程的走向和配水间支干线的节能改造，降低压损，增加注水量，实现系统节能。
（5）强化注水井洗井和通井工作力度。根据注水井的实际情况，将注水井划分为欠注井、定期洗井、测试洗井和临时洗井共4类，制定相应的操作标准和管理考核制度。加强对注水井的通井工作管理，重点是强化对油套压差大于1.5MPa的注水井及时跟踪注水情况。
3实施效果
（1）更换东三注西一线后，配水间平均来水压力升高2.0MPa，减少欠注井9口，日均增加注水量650 m3。东四注东三线和西二线实施清洗除垢后，平均提高供水压力1.6MPa，日均增加注水量500 m3/d。
（2）85#和102#配水间支干线实施清洗除垢后，平均提高供水压力2.0MPa，日增注水量300 m3/d。102#配水间清洗后平均配水间来水压力升高3.6MPa，日增注水量240 m3/d。
（3）78#78#配水间实施优化节能技术改造后，配水间来水压力升高了2.8MPa，注水量由于27 m3/d升至150m3/d。
（4）累计组织实施注水井单井管线冲洗1255口，见效735口，冲洗后平均压损降低0.52MPa，降低了注水管线的堵塞，提高了注水效率。累计实施注水井洗井1963井次，见效井1285口，累增注水量4829004 m3。同时累计利用罐车洗井1312井次，用于欠注井洗井。
（5）累计组织实施注水井通井126井次，成功116口，其中见效76口，通井后注水井注入压力平均降低0.76MPa，日均增加注水量1570m3/d。
（6）完善了水质检测分析制度，实现了从注水站到注水井的全过程注水水质跟踪检测。
4结束语
针对污水水质不达标对注水生产系统的影响，通过完善注水系统精细管理制度、强化注水生产系统运行、实施水质全程检测、完善制定注水罐定期清理制度、开展注水管网优化治理降低注水管网损耗、强化注水井洗井和通井工作力度等对策措施，降低了污水水质对设备、管网、注水井管柱和油层堵塞的影响，提升了注水效率，改善了注水质量。
参考文献
[1]毕毅，高磊，隋东. 油田水质管理信息系统的开发与应用[J].石油工业技术监督2007，23（12）：29-31；
[2]朱益飞， 董玉忠，杨 梅. 孤东采油厂污水处理现状及对策分析[J]. 石油石化节能2013，3（11）55-58。
作者简介：刘春青（1974--），女，山东滨州人，助理工程师，学士，2010年毕业于西安理工专修学院石油工程专业，现从事油田技术质量监督工作。